Wasserstoffpolitik in Deutschland: Warum die Wette teuer werden kann

Vielleicht kennst du das aus dem Alltag: Neue Heizung, neues Auto, neue Prozesse in der Firma. Überall taucht die Frage auf, welcher Energieträger am Ende wirklich bezahlbar und verfügbar ist. Wasserstoff klingt dabei oft wie die elegante Lösung, weil er sich speichern und transportieren lässt. Doch ob er für deinen Strompreis, die Wärmekosten oder die Produktionskosten deiner Region eine Hilfe ist, hängt stark davon ab, wie die Infrastruktur geplant und bezahlt wird.

Deutschland hat seine Wasserstoffstrategie 2023 aktualisiert. Darin stehen ambitionierte Zielgrößen, unter anderem mindestens 10 GW Elektrolyseleistung bis 2030 sowie eine nationale Nachfragebandbreite von 95 bis 130 TWh im Jahr 2030. Gleichzeitig setzt die Strategie ausdrücklich auf Importe, die einen großen Teil dieser Nachfrage decken sollen. In der Praxis bedeutet das: Deutschland plant nicht nur Technik, sondern auch Häfen, Importketten, ein Transportnetz und Marktmechanismen, die diese Menge bewegen sollen.

Genau hier beginnt die Debatte über eine „Wette“. Nicht, weil Wasserstoff grundsätzlich falsch wäre, sondern weil eine zu breite Anwendung hohe Fixkosten erzeugt. Wenn die Nachfrage später kommt oder sich in andere Lösungen verlagert, drohen teure Anlagen und Leitungen, die kaum genutzt werden. Der Bundesrechnungshof hat 2025 in einem Prüfbericht auf Umsetzungsrisiken und die Notwendigkeit realistischer Annahmen hingewiesen. Das ist ein guter Anlass, das Thema nüchtern zu sortieren.

Damit du die Logik der Wasserstoffpläne einordnen kannst, hilft ein Blick auf die offiziellen Eckpunkte. Die aktualisierte Nationale Wasserstoffstrategie (BMWK, 2023) hebt die Zielmarke für inländische Elektrolyse auf mindestens 10 GW bis 2030 an. Elektrolyse bedeutet vereinfacht: Strom spaltet Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff. Der Wasserstoff wird dann als Energieträger oder als Rohstoff genutzt, zum Beispiel in der Chemie oder Stahlindustrie.

Gleichzeitig nennt die Strategie für 2030 eine Nachfragebandbreite von 95 bis 130 TWh Wasserstoff und Derivaten. Diese Größenordnung ist deutlich größer als das, was 10 GW Elektrolyse in typischen Betriebsweisen liefern können, weil Elektrolyseure nicht automatisch rund um die Uhr laufen. Die Strategie selbst löst diesen Zielkonflikt durch einen zweiten Baustein: einen hohen Importanteil. In der Darstellung des BMWK wird ein Importanteil von 50 bis 70 % für 2030 genannt. Das ist keine Randnotiz, sondern der Kern der Planung.

Sinngemäß aus der Prüfungsperspektive des Bundesrechnungshofs (2025): Ziele und Aufbaupfade müssen so geplant werden, dass sie auch bei langsamem Hochlauf und höheren Kosten tragfähig bleiben.

Aus diesen Annahmen folgt ein dritter Baustein: Infrastruktur. Für den Transport wird ein Wasserstoff-Kernnetz in einer Größenordnung von vielen tausend Kilometern diskutiert, in öffentlichen Dokumenten und Studien häufig im Bereich von etwa 9.000 bis 9.700 km. Ein Teil soll aus umgewidmeten Gasleitungen bestehen, ein Teil aus Neubau. Diese Größenordnung ist wichtig, weil Leitungen und Verdichterstationen Fixkosten verursachen, die über Netzentgelte oder andere Finanzierungsmechanismen wieder hereinkommen müssen.

Politik entscheidet selten nur über Technik. Sie entscheidet vor allem darüber, welche Risiken private Akteure tragen und welche am Ende bei der Allgemeinheit landen. Genau deshalb ist die Förderarchitektur rund um Wasserstoff so prägend. In den Quellen tauchen mehrere Instrumente auf, die zusammen eine klare Richtung vorgeben: IPCEI Hydrogen als europäisches Großförderformat für Industrie- und Infrastrukturprojekte, nationale Programme zum Hochlauf von Elektrolyse und Industrieanwendungen sowie Nachfrageinstrumente wie H2Global, die über langfristige Abnahmeverträge den Markt anstoßen sollen. Zusätzlich wird in der deutschen Debatte ein Finanzierungsmechanismus genannt, der Netzentgelte in der Anlaufphase glätten soll, damit der Transport nicht von Anfang an unbezahlbar wird.

Das klingt zunächst pragmatisch: Neue Netze und Produktionsanlagen haben hohe Anfangskosten, und ohne Anschub ist kaum ein Projekt bankfähig. Die Kehrseite ist jedoch, dass Förderlogik und Infrastrukturplanung sich gegenseitig verstärken. Sobald ein Kernnetz geplant ist, entstehen Erwartungen an Nachfrage. Sobald Nachfrageprogramme aufgesetzt sind, wirkt ein Netz „alternativlos“. Diese Kopplung kann dazu führen, dass Projekte nicht mehr primär danach bewertet werden, wo Wasserstoff wirklich gebraucht wird, sondern danach, ob sie in Fördertöpfe, Zeitpläne und Netzpläne passen.

Ein weiterer Punkt ist die Importstrategie. Das BMWK hat 2024 eine Importstrategie für Wasserstoff und Derivate veröffentlicht. Solche Dokumente sind wichtig, weil sie den Flaschenhals sichtbar machen: Wenn große Teile der geplanten Mengen aus dem Ausland kommen sollen, brauchst du nicht nur Verträge, sondern auch Standards für Zertifizierung, Qualität und Abrechnung, außerdem Häfen, Terminals und Weitertransport. Auch eine internationale Pipelineanbindung wird diskutiert. Eine Machbarkeitsstudie von Arup und Partnern aus 2025 untersucht zum Beispiel Optionen für einen Wasserstoffhandel zwischen Großbritannien und Deutschland, inklusive möglicher Routen und Anbindung an Offshore-Infrastruktur. Das zeigt: Die Wette ist nicht nur national, sie ist grenzüberschreitend und damit regulatorisch komplex.

Je komplexer das Geflecht aus Förderung, Importketten und Netzen wird, desto mehr lohnt es sich, den Fokus eng zu halten. Wasserstoff ist besonders stark, wenn er einen klaren Engpass löst. Er ist schwächer, wenn er als „Universalenergie“ geplant wird, obwohl Stromanwendungen in vielen Bereichen einfacher zu bauen und zu betreiben sind.

Für dich als Verbraucher oder als jemand, der in einem Industriegebiet arbeitet, ist weniger entscheidend, wie viele Pilotprojekte es gibt. Entscheidend ist, ob die entstehenden Fixkosten dauerhaft von ausreichend Nachfrage getragen werden. Genau hier entsteht das Risiko sogenannter „Stranded Assets“. Gemeint sind Anlagen, die technisch funktionieren, sich wirtschaftlich aber nicht rechnen, weil sie zu selten genutzt werden oder weil günstigere Alternativen schneller skalieren. Bei Wasserstoff betrifft das vor allem Leitungen, Importterminals, Verdichter und große Elektrolyseparks, die auf eine Auslastung angewiesen sind.

Warum kann das in Deutschland besonders relevant werden. Erstens, weil die Strategie für 2030 einen großen Importanteil vorsieht. Importabhängigkeit ist nicht automatisch schlecht, aber sie macht Kosten und Verfügbarkeit abhängig von internationalen Lieferketten, Zertifizierungsregeln und Vertragsmodellen. Zweitens, weil ein Kernnetz im Bereich von 9.000 bis 9.700 km mit sehr langen Abschreibungszeiträumen verbunden ist. Wenn solche Netze vor einer gesicherten, vertraglich hinterlegten Nachfrage gebaut werden, steigt das Risiko, dass die Kosten über lange Zeit auf wenige Nutzer verteilt werden müssen.

Für Haushalte kann das indirekt spürbar werden. Infrastrukturkosten landen häufig in Umlagen, Netzentgelten oder in staatlichen Haushalten. Selbst wenn Wasserstoff nicht im privaten Alltag ankommt, kann ein breiter Netzausbau über Energiepreise und Steuern mitfinanziert werden. Für die Industrie ist die Lage zweischneidig. Einerseits kann Wasserstoff ein wichtiger Rohstoff bleiben, etwa dort, wo er bereits genutzt wird. Andererseits brauchen Unternehmen verlässliche Preise und Verfügbarkeiten. Wenn Wasserstoff in der Anlaufphase teuer ist oder Lieferketten unsicher sind, verschiebt das Investitionsentscheidungen oder erhöht den Bedarf an Ausgleichszahlungen.

Für die Netze kommt ein Systemthema hinzu. Elektrolyseure sind große Stromverbraucher. Die Strategie betont zwar, dass sie systemdienlich betrieben werden sollen, also flexibel reagieren. In der Realität ist das ein Balanceakt. Flexibler Betrieb hilft dem Stromsystem, kann aber die Wirtschaftlichkeit einzelner Anlagen drücken, weil Auslastung fehlt. Hohe Auslastung verbessert die Wirtschaftlichkeit der Elektrolyse, erhöht aber den Druck auf Stromerzeugung und Netzausbau. Genau diese Zielkonflikte sind der Grund, warum Prüfstellen wie der Bundesrechnungshof im Jahr 2025 auf die Notwendigkeit realistischer Umsetzungspläne hinweisen.

Die Debatte wird oft so geführt, als müsse man sich zwischen Wasserstoff und Strom entscheiden. In der Praxis ist die sinnvollere Frage: In welchem Bereich ist welcher Pfad am günstigsten und am schnellsten skalierbar. Viele Anwendungen profitieren davon, Strom direkt zu nutzen. Das gilt besonders dort, wo du sonst mehrere Umwandlungsschritte hättest: erst Strom zu Wasserstoff, dann Transport, dann wieder Umwandlung in Wärme oder Strom. Jede Stufe kostet Geld, Zeit und Energie.

Direktelektrifizierung heißt nicht automatisch Hightech. Es sind oft bodenständige Lösungen: elektrische Antriebe statt Verbrennung, Wärmepumpen statt Verbrennungskessel, elektrische Prozesswärme, wo das technisch passt. Der Vorteil ist, dass du Infrastruktur und Wirkungsgradketten vereinfachst. Auch Batteriespeicher spielen hier eine Rolle, weil sie kurzfristige Schwankungen ausgleichen können, ohne dass dafür ein neuer Molekülmarkt aufgebaut werden muss. Für längere Speicherzeiten bleibt Wasserstoff ein möglicher Baustein, aber er ist dann eine Speziallösung für bestimmte Zeiträume und Orte, nicht der Standard für alles.

Ein weiterer Hebel ist Effizienz. Das klingt banal, ist aber strategisch relevant. Jede eingesparte Kilowattstunde reduziert die Menge an Infrastruktur, die du bauen musst, egal ob Stromnetz, Wasserstoffnetz oder Importterminal. Genau deshalb wirkt Effizienz wie eine Versicherung gegen Fehlplanungen. Wenn Bedarf unsicher ist, ist es riskant, sich auf große, starre Mengenpfade festzulegen. Effizienzmaßnahmen sind oft modular, schneller umsetzbar und lassen sich nachjustieren.

Was bedeutet das für die Wasserstoffpolitik Deutschland. Eine robuste Strategie trennt sauber zwischen „Wasserstoff als Rohstoff“ und „Wasserstoff als Energie“. Sie priorisiert harte Anwendungsfälle, bei denen es realistisch wenige Alternativen gibt, und sie koppelt Netzausbau an belastbare Abnahme. Gleichzeitig stärkt sie konsequent die Stromseite: erneuerbare Erzeugung, Netze, Speicher, Lastmanagement und Effizienz. So sinkt das Risiko, dass eine gut gemeinte Wasserstoffoffensive zur teuren Infrastrukturwette wird.

Deutschlands Wasserstoffpläne sind groß, und sie haben einen nachvollziehbaren Kern: Bestimmte Industrien brauchen perspektivisch klimafreundliche Moleküle. Gleichzeitig zeigen die offiziellen Eckpunkte, wie schnell aus einem sinnvollen Baustein eine Wette werden kann. Mindestens 10 GW Elektrolyse bis 2030, eine Nachfrage von 95 bis 130 TWh und ein geplanter Importanteil von 50 bis 70 % ergeben ein System, das stark von internationaler Lieferfähigkeit, von Infrastrukturprojekten und von Fördermechanismen abhängt. Wenn der Hochlauf langsamer ist oder sich Anwendungen Richtung Direktelektrifizierung verschieben, entstehen Kostenrisiken und die Gefahr ungenutzter Anlagen.

Eine gute Antwort ist nicht „Wasserstoff stoppen“, sondern „Wasserstoff präzisieren“. Je klarer der Fokus auf echte Engpässe fällt, desto weniger muss die Gesellschaft Fixkosten tragen, die sich später nicht rechtfertigen lassen. Parallel liefern Effizienz, Speicher und direkte Stromnutzung in vielen Bereichen schnellere und oft günstigere Fortschritte, ohne neue Importabhängigkeiten aufzubauen.